kupé 

Moderní technologie dispečerského řízení elektrických sítí. Na cestě k digitalizaci: provozní a technologické řízení elektrických sítí. Digitální a informační technologie

Jejich stáří se odhaduje na pět až deset let a tyto komplexy jsou již zastaralé. Mluvili jsme o tom, co je nahradí ředitel moskevské pobočky JSC "Monitor Electric" Sergey Silkov.

- Sergey Valeryevich, nyní Monitor Electric je významný podnik pro vývoj a tvorbu softwarových technických systémů pro dispečerská řídicí centra v elektroenergetice. kde to všechno začalo?

– Možná bychom měli začít od roku 2003, kdy jsme vydali provozní informační komplex SK-2003: byl to skutečný softwarový produkt a v některých střediscích je stále v provozu. Po něm následoval pokročilejší model - SK-2007. Bylo to docela úspěšné a jsou zákazníci, kteří si to kupují dodnes.

Současné vytvoření elektronického operačního deníku „eZh-2“ bylo skutečně revoluční událostí, která umožnila nahradit zdánlivě věčné „papírové“ expediční doklady. Jeho použití umožňuje rychle zadávat a organizovat provozní informace o různých akcích, zajištění jejich rozdělení do kategorií a udržování závislostí. Velmi oblíbený a, troufám si říci, prakticky nejlepší svého druhu, se stal vlastně standardním on-the-fly magazínem v oboru.

Vytvořili jsme také režim dynamického dispečerského simulátoru (RTD) „Finist“, který umožňuje simulovat téměř jakoukoli událost v energetických systémech, což umožňuje trénovat provozní dispečerský personál.

Tyto tři produkty se staly základem pro průmyslovou výrobu softwarových systémů ve společnosti.
Konečně nyní aktivně propagujeme náš systém nové generace, SK-11, jehož vývoj trval osm let.

– Systém SK-11 je váš hlavní produkt. V čem je zkrátka jeho výhoda?

– SK-11 je založen na vysoce výkonné platformě informačních technologií. Jedná se o systém pro údržbu informačního modelu řídicího objektu, zápis/čtení dat, ukládání informačního modelu, organizování přístupu pro uživatelské aplikace. Díky inovativní architektuře platformy SK-11 dosahuje superrychlých charakteristik telemetrického zpracování dat (až 5 milionů změn parametrů za sekundu), práce s rozsáhlými modely energetických sítí, velkým počtem uživatelů a další.

K platformě jsou na přání a možnosti zákazníků připojeny různé aplikace. Dnes je jich více než padesát. Jedná se o SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS aplikace pro různé služby energetických společností, které se zabývají provozním řízením, plánováním oprav a rozvojem sítě a školením personálu dispečinku. Díky modulárnosti architektury v systému, jak je zvládnuta, se mění finanční možnosti, již za provozu se jednoduše přidávají nebo mění uživatelské komponenty.

Druhou důležitou výhodou našeho systému je, že na rozdíl od informačních systémů předchozích generací založených na signálech dálkového ovládání informační model SK-11 zahrnuje naprosto veškeré vybavení energetického systému. Tento přístup umožňuje zvýšit složení dříve neřešitelných problémů. Náš systém například modeluje spotřebitele, a protože spotřebitelé jsou také součástí informačního modelu, můžeme implementovat úkol efektivního řízení výpadků. Simulace netelemechanizovaných zařízení a spotřebičů zkracuje dobu potřebnou k hledání vadného prvku, automaticky generuje program akcí pro provozní personál a urychluje proces obnovy napájení.

Dále podotýkám, že modelujeme síť libovolného napětí, až do sítě 0,4 kilovoltů.

– Do jaké míry důvěřují domácí gridové společnosti ruským vývojářům takových systémů?

- Podle mého názoru existuje velmi kompetentní, vyvážená politika rozvoje tohoto směru. Za prvé, Rosseti má dokument, který definuje politiku náhrady dovozu. Splňuje požadavky ruské vlády: žádné zahraniční software Na řízení elektrické sítě by se nemělo používat.

Kromě toho má Rosseti své vlastní standardizované certifikační postupy a vše, co dělají vývojáři, je kontrolováno z hlediska souladu s normami Rosseti.

Teprve poté je vydán závěr atestační komise o možnosti použití tohoto produktu pro správu sítě a pouze v případě kladného závěru atestační komise PJSC Rosseti lze ten či onen softwarový produkt použít.

K dnešnímu dni má takový závěr pouze Monitor Electric.

– Opravdu ruské distribuční společnosti takové systémy potřebují, nebo jde o vyhlášky a nařízení regulačních orgánů?

– Vedení gridových společností neustále rozvíjí systém provozního, technologického a situačního řízení (OTiSU). Mají investiční programy, v rámci kterých pracují.

Přirozeně jsme s nimi neustále v kontaktu. Jsme zváni k projednání úkolů, zvážení potřebného souboru funkcí automatických systémů a hlavně k implementaci. Pořádají se pravidelné konference, vědecké a technické rady. Například v červenci jsme se zúčastnili Vědeckotechnické rady IDGC na Sibiři. V září se zúčastníme konference IDGC of the South. Stručně řečeno, management PJSC Rosseti a dceřiné společnosti distribučních společností velmi aktivně plánuje investiční aktivity na modernizaci systémů BOZP.

Ministerstvo energetiky Ruské federace a Rosseti provádějí v tomto směru intenzivní výzkumné práce, výzkum a vývoj. Například naše společnost Monitor Electric je zapojena do několika pilotních projektů v rámci Národní technologické iniciativy EnergyNET. Za prvé je to projekt Digital Distribution Zone, kde spolupracujeme s Yantarenergo. Společně s našimi kolegy z Kaliningradu vyvíjíme digitální distribuční technologie, včetně problematiky integrace softwarového komplexu pro provozní a technologické řízení s řadou souvisejících systémů. Například nyní jsme vyřešili problém integrace GIS a APCS, dalším krokem je integrace APCS a účetních systémů. Jde o mimořádně složité úkoly, které dosud nebyly v ruské energetice vyřešeny.

Druhým projektem je vývoj sady nástrojů pro dlouhodobé plánování rozvoje sítě. Je vytvořen, v praxi otestován a do konce roku budeme muset vedení NTI podat zprávu o realizaci projektu.

– Seznámil jsem se s geografií implementace vašich systémů. Ukazuje se, že se svými systémy se můžete setkat po celém Rusku!

- A nejen to. Pokud mluvíme o nedávných projektech, pak jsme implementovali SK-11 a téměř v plně funkčním režimu v IDGC na Uralu v jejich SDC - Yekaterinburg Electric Grid Company. Toto je pravděpodobně jeden z našich nejváženějších zákazníků. Je zde velmi vysoká úroveň školení personálu a managementu, prošli všemi fázemi poměrně rychle a nyní je tam komplex aktivně využíván. Implementovali jsme SK-11 v Yantarenergo, obsahuje zajímavý podsystém, který počítá technické ukazatele městská elektrická síť na rozvojovém modelu s horizontem čtyř let dopředu. Celkem za poslední tři roky proběhlo asi deset implementací našich systémů. Ano, jsou prezentovány po celém Rusku v různých společnostech a ve zcela odlišných konfiguracích.

- Ale řekl jsi, že nejen v ní...

- Přesně tak. Například tři společnosti, které školí řídící letového provozu v USA, zakoupily náš softwarový simulátor Finist a s jeho pomocí bylo vyškoleno více než 1000 řídících letového provozu.

Na našem komplexu SK-2007 pracuje také Spojené dispečerské oddělení Běloruské republiky. Mimochodem, nyní s nimi také jednáme o přechodu na SK-11.

Náš komplex funguje v městských sítích Tbilisi. Do projektu jsme byli povoláni po potížích se známým dodavatelem a úspěšně jsme implementovali naše produkty v jejich řídicím centru. Úspěšnou zkušenost má v Kazachstánu v systému řízení dodávek energie Alma-Ata (společnost AZhK). Od našich kazašských kolegů jsme dostali pozitivní zpětnou vazbu a nyní jednáme s řadou energetických společností v Republice Kazachstán, kde jsme byli vybráni jako poskytovatelé IT řešení.

– Vyzdvihli jste projekt s Yantarenergo, kde společně budujete chytré sítě. Řekněte nám o tom více.

- Začátkem roku jsme dokončili veškeré technické postupy k dokončení první etapy implementace v rozsahu SCADA systému (systém automatického řízení a sběru informací) a komplexu elektronických žurnálů. Nyní společně velmi intenzivně pracujeme na doladění toho, co se podařilo, a připravujeme podklady pro nasazení druhého stupně. V této fázi budou implementovány výpočtové a analytické funkce, které vám umožní provádět celou sadu technologických operací pro skutečně inteligentní správu sítě.

- V souvislosti s řečí o nutnosti přejít na chytré sítě všude v Rusku, jak těžké bude replikovat tuto zkušenost v jiných sítích?

- Samozřejmě, všude má svá specifika. Téměř při každé implementaci se potýkáme s nutností přizpůsobit náš komplex stávajícímu informačnímu prostředí, reprezentovanému prostředky různých, včetně zahraničních, vývojářů. Každému je všechno jinak a to se nám jako výrobci a nositeli docela moderní technické ideologie samozřejmě moc nehodí. Stále však velmi věříme v regulační roli Rosseti, která nyní věnuje velkou pozornost standardizaci systémů.

Na druhou stranu se tato rozmanitost proměňuje v naši konkurenční výhodu. Včetně před zahraničními společnostmi, které se zdráhají předělávat své systémy, například uživatelské rozhraní. Pokud jde o nás, je to první věc, se kterou začínáme.

Koneckonců, každý má svůj vlastní názor a své vlastní standardy, jak a kde se mají uživatelům zobrazovat informace: dispečeři, specialisté provozních služeb, manažeři. Zobrazení obrovského množství informací na videostěně je velmi obtížný úkol, protože hlavním úkolem dispečera je vidět celý obraz jako celek. Konečně je tu stále velmi obtížný okamžik ergonomie a každý dispečer má také svou vlastní představu o bitu. Takže proces tzv. vyrovnávání okruhů je velmi komplikovaný a může trvat 4-6 měsíců.

Pokud jde o nás, tyto problémy úspěšně řešíme pomocí vlastního grafického subsystému. Tomu se ve Voroněžské pobočce věnujeme, je zde velmi silný tým, který má obrovské zkušenosti a vlastní nejmodernější prostředky a metody zobrazování informací, díky čemuž jsou všechny úkoly řešeny rychle a efektivně. Možná to zní trochu odvážně, ale tolik našich uživatelů říká, že naše okruhy jsou nejkrásnější na světě.

Toto je tedy pouze jeden bod, ale existují i ​​​​jiné čistě technické rozdíly. Ale to je výhoda našeho systému. Díky dlouholetým zkušenostem a modularitě námi vytvářených komplexů se technický vývoj informačních systémů dispečinků nikdy nezastaví. Začínáme s jednoduchou konfigurací pro jakékoli sítě a jak ji ovládáme, zlepšujeme a vyvíjíme bez přerušení provozu na světovou úroveň.

- Máš sen?

- No, samozřejmě, za pár let budeme mít robotického dispečera a pak, jako řidič bezpilotního prostředku... Zkušení specialisté přejdou ze směn a zapojí se do hloubkového plánování a analytické práce, zlepšují architekturu sítě a vývoj nových „chytrých“ komponent.

Software TSF mimo jádro se skládá z důvěryhodných aplikací, které se používají k implementaci funkcí zabezpečení. Všimněte si, že sdílené knihovny, včetně modulů PAM v některých případech, používají důvěryhodné aplikace. Neexistuje však žádná instance, kde by se samotná sdílená knihovna považovala za důvěryhodný objekt. Důvěryhodné příkazy lze seskupit následovně.

  • Inicializace systému
  • Identifikace a autentizace
  • Síťové aplikace
  • dávkové zpracování
  • Řízení systému
  • Audit na uživatelské úrovni
  • Kryptografická podpora
  • Podpora virtuálních strojů

Prováděcí komponenty jádra lze rozdělit do tří částí: hlavní jádro, vlákna jádra a moduly jádra, podle toho, jak budou spouštěny.

  • Jádro jádra obsahuje kód, který se spouští za účelem poskytování služby, jako je obsluha systémového volání uživatele nebo obsluha události výjimky nebo přerušení. Většina kompilovaného kódu jádra spadá do této kategorie.
  • Vlákna jádra. K provádění určitých rutinních úloh, jako je vyprázdnění mezipaměti disku nebo uvolnění paměti výměnou nepoužívaných rámců stránek, jádro vytváří interní procesy nebo vlákna. Vlákna jsou naplánována stejně jako běžné procesy, ale v neprivilegovaném režimu nemají kontext. Vlákna jádra provádějí určité funkce jazyka C jádra. Vlákna jádra jsou umístěna v prostoru jádra a běží pouze v privilegovaném režimu.
  • Modul jádra a modul jádra ovladače zařízení jsou části kódu, které lze podle potřeby načítat a uvolňovat do a z jádra. Rozšiřují funkčnost jádra bez nutnosti restartu systému. Po načtení může objektový kód modulu jádra přistupovat k jinému kódu jádra a datům stejným způsobem jako staticky propojený objektový kód jádra.
Ovladač zařízení je speciální typ modulu jádra, který umožňuje jádru přístup k hardwaru připojenému k systému. Těmito zařízeními mohou být pevné disky, monitory nebo síťová rozhraní. Ovladač spolupracuje se zbytkem jádra prostřednictvím specifického rozhraní, které jádru umožňuje pracovat se všemi zařízeními obecným způsobem, bez ohledu na jejich základní implementace.

Jádro se skládá z logických subsystémů, které poskytují různé funkce. Přestože je jádro jediným spustitelným programem, různé služby, které poskytuje, lze oddělit a kombinovat do různých logických komponent. Tyto součásti vzájemně spolupracují a poskytují konkrétní funkce. Jádro se skládá z následujících logických subsystémů:

  • Souborový subsystém a I/O subsystém: Tento subsystém implementuje funkce související s objekty systému souborů. Mezi implementované funkce patří ty, které umožňují procesu vytvářet, udržovat, pracovat s a odstraňovat objekty systému souborů. Tyto objekty zahrnují běžné soubory, adresáře, symbolické odkazy, pevné odkazy, soubory specifické pro určité typy zařízení, pojmenovaná potrubí a zásuvky.
  • Procesní subsystém: Tento subsystém implementuje funkce související s řízením procesů a řízením vláken. Implementované funkce umožňují vytváření, plánování, spouštění a mazání procesů a předmětů vláken.
  • Paměťový subsystém: Tento subsystém implementuje funkce související se správou prostředků systémové paměti. Mezi implementované funkce patří ty, které vytvářejí a spravují virtuální paměť, včetně správy stránkovacích algoritmů a tabulek stránek.
  • Síťový subsystém: Tento subsystém implementuje sokety UNIX a internetové domény a také algoritmy používané k plánování síťových paketů.
  • Subsystém IPC: Tento subsystém implementuje funkce související s mechanismy IPC. Mezi implementované funkce patří ty, které usnadňují řízenou výměnu informací mezi procesy tím, že jim umožňují sdílet data a synchronizovat jejich provádění při interakci se sdíleným zdrojem.
  • Subsystém modulu jádra: Tento subsystém implementuje infrastrukturu pro podporu zaváděcích modulů. Mezi implementované funkce patří načítání, inicializace a vyjímání modulů jádra.
  • Linuxová bezpečnostní rozšíření: Rozšíření zabezpečení Linuxu implementují různé aspekty zabezpečení, které jsou poskytovány v celém jádře, včetně rámce Linux Security Module (LSM). Rámec LSM slouží jako základ pro moduly, které umožňují implementovat různé bezpečnostní politiky, včetně SELinuxu. SELinux je důležitý logický subsystém. Tento subsystém implementuje funkce povinného řízení přístupu k dosažení přístupu mezi všemi subjekty a objekty.
  • Subsystém ovladače zařízení: Tento subsystém implementuje podporu pro různá hardwarová a softwarová zařízení prostřednictvím společného rozhraní nezávislého na zařízení.
  • Auditní subsystém: Tento subsystém implementuje funkce související se záznamem událostí kritických pro zabezpečení v systému. Mezi implementované funkce patří ty, které zachycují každé systémové volání pro záznam událostí kritických pro zabezpečení, a ty, které implementují sběr a záznam řídicích dat.
  • Subsystém KVM: Tento subsystém implementuje údržbu životní cyklus virtuální stroj. Provádí doplňování výpisů, které se používá pro výpisy vyžadující pouze drobné kontroly. Pro jakékoli další dokončení instrukce KVM vyvolá komponentu QEMU v uživatelském prostoru.
  • Crypto API: Tento subsystém poskytuje vnitřní kryptografickou knihovnu jádra pro všechny součásti jádra. Poskytuje volajícím kryptografická primitiva.

Jádro je hlavní částí operačního systému. Interaguje přímo s hardwarem, implementuje sdílení zdrojů, poskytuje sdílené služby pro aplikace a zabraňuje aplikacím v přímém přístupu k funkcím závislým na hardwaru. Mezi služby poskytované jádrem patří:

1. Řízení provádění procesů, včetně operací jejich vytvoření, ukončení nebo pozastavení a meziprocesní výměna dat. Obsahují:

  • Ekvivalentní plánování procesů pro běh na CPU.
  • Oddělení procesů v CPU pomocí režimu sdílení času.
  • Provádění procesu v CPU.
  • Po uplynutí jeho časového kvanta pozastavte jádro.
  • Přidělení času jádra k provedení jiného procesu.
  • Přeplánování času jádra pro provedení pozastaveného procesu.
  • Spravujte metadata související se zabezpečením procesů, jako jsou UID, GID, štítky SELinux, ID funkcí.
2. Přidělení paměti RAM pro spustitelný proces. Tato operace zahrnuje:
  • Povolení udělené jádrem procesům sdílet část jejich adresního prostoru za určitých podmínek; přitom však jádro chrání vlastní adresní prostor procesu před vnějším rušením.
  • Pokud má systém málo volné paměti, jádro uvolní paměť dočasným zápisem procesu do paměti druhé úrovně nebo do odkládacího oddílu.
  • Konzistentní interakce s hardwarem stroje za účelem vytvoření mapování virtuálních adres na fyzické adresy, což vytváří mapování mezi adresami generovanými kompilátorem a fyzickými adresami.
3. Údržba životního cyklu virtuálních strojů, která zahrnuje:
  • Nastavte limity na prostředky nakonfigurované emulační aplikací pro tento virtuální počítač.
  • Spuštění programového kódu virtuálního počítače ke spuštění.
  • Ošetření vypnutí virtuálních strojů buď ukončením instrukce nebo odložením dokončení instrukce pro emulaci uživatelského prostoru.
4. Údržba souborového systému. To zahrnuje:
  • Přidělení sekundární paměti pro efektivní ukládání a získávání uživatelských dat.
  • Přidělení externí paměti pro uživatelské soubory.
  • Využijte nevyužitý úložný prostor.
  • Organizace struktury souborového systému (pomocí jasných principů strukturování).
  • Ochrana uživatelských souborů před neoprávněným přístupem.
  • Organizace řízeného přístupu procesů k periferním zařízením, jako jsou terminály, páskové jednotky, diskové jednotky a síťová zařízení.
  • Organizace vzájemného přístupu k datům pro subjekty a objekty, poskytování řízeného přístupu na základě politiky DAC a jakékoli jiné politiky implementované načteným LSM.
Linuxové jádro je typem jádra OS, které implementuje preemptivní plánování. V jádrech, která tuto schopnost nemají, vykonávání kódu jádra pokračuje až do dokončení, tzn. plánovač není schopen přeplánovat úlohu, když je v jádře. Kromě toho je kód jádra naplánován tak, aby se spouštěl kooperativně, bez preemptivního plánování, a provádění tohoto kódu pokračuje, dokud neskončí a nevrátí se do uživatelského prostoru, nebo dokud se výslovně nezablokuje. V preemptivních jádrech je možné uvolnit úlohu v libovolném bodě, pokud je jádro ve stavu, ve kterém je bezpečné přeplánovat.

Dispečerské technologické řízení by mělo být organizováno podle hierarchické struktury, která zajišťuje rozdělení funkcí technologického řízení mezi úrovněmi a také striktní podřízení nižších úrovní řízení vyšším.
Všechny dozorové orgány technologické kontroly bez ohledu na formu vlastnictví příslušného subjektu trhu, který je součástí energetického systému (IPS, UES), musí uposlechnout příkazů (pokynů) nadřízeného technologického dispečera.
Existují dvě kategorie provozní podřízenosti:
operativní řízení a operativní řízení.
Provozní řízení příslušného dispečera by mělo zahrnovat energetická zařízení a ovládací prvky, operace s nimiž vyžadují koordinaci jednání podřízeného dispečerského personálu a koordinované provádění operací na několika objektech různé provozní podřízenosti.
Operativním řízením dispečera by měla být síla
zařízení a ovládací prvky, jejichž stav a režim
ovlivnit režim provozu odpovídajícího energetického systému (IPS, UES). Operace s takovým zařízením a ovládacími prvky
musí být provedeny se svolením příslušného dispečera.
Současná pravidla a předpisy to umožňují
že všechny prvky EPS (zařízení, přístroje, automatizační zařízení a ovládací prvky) jsou pod operativní kontrolou a řízením dispečerů a vedoucích služebních pracovníků na různých úrovních řízení.
Pojmem provozní řízení se označuje druh provozní podřízenosti, kdy operace s tím či oným zařízením EPS jsou prováděny pouze na příkaz příslušného dispečera (vyššího personálu), který toto zařízení řídí. Operativní řízení dispečera je zařízení, s nímž operace vyžadují koordinaci jednání podřízených provozních pracovníků.
Termín operativní řízení se vztahuje k typu operativního
podřízenost, pokud operace s jedním nebo druhým zařízením EPS
jsou prováděny s vědomím (se svolením) příslušného dispečera, v jehož jurisdikci se toto zařízení nachází.
Počítá se s provozní údržbou dvou úrovní. Stupeň 1 má na starosti zařízení, s nimiž se operace provádějí po dohodě nebo na základě upozornění dispečera vyššího stupně nebo dispečera stejné úrovně.
Provozní kontrola II. úrovně zahrnuje zařízení, jehož stav nebo operace ovlivňují
režim provozu určité části elektrické sítě. Operace s
tato zařízení se provádějí po dohodě s vyšší
správcem a informování dotčených správců.
Každý prvek EPS může být pod operativní kontrolou dispečera nejen jednoho stupně, ale i pod dohledem několika
dispečeři jedné nebo různých úrovní řízení. Rozdělení zařízení, automatizace a řízení mezi úrovněmi územní hierarchie podle typů řízení charakterizuje nejen rozdělení funkcí řízení mezi úrovněmi územní hierarchie na dočasném stupni operativního řízení, ale do značné míry určuje rozdělení řídících funkcí mezi úrovněmi územní hierarchie. funkcí na jiných dočasných úrovních.
Spolu s tím se v operativním řízení a v některých případech při plánování režimů předpokládá, že jeden z pododborů bude v určitém rozsahu záležitostí podřízen druhému, který se nachází na stejné úrovni řízení. Ano, dispečerku
jedné z elektrizačních soustav může být svěřeno provozní řízení elektrického vedení spojujícího tuto elektrizační soustavu se sousední. Vyložení dispečera ODU je tedy organizováno přenesením některých funkcí, které lze na této úrovni vykonávat, na dispečery energetického systému.
Veškerá zařízení EPS, která zajišťují výrobu a rozvod elektřiny, jsou pod provozní kontrolou služebního dispečera elektrizační soustavy nebo jemu přímo podřízených provozních pracovníků (směnoví dozorci elektráren; dispečeři elektrických a tepelných sítí, obslužný personál rozvoden ( PS) atd.). Seznamy zařízení v provozu
řízení a údržby, schvalují hlavní dispečeři CDU
UES Ruska, ODU UES a CDS energetických systémů, resp.


Provozní řízení dispečera energetické soustavy je hlavním zařízením, jehož provoz vyžaduje
koordinace činností služebního personálu energetických podniků (energetických zařízení) nebo koordinované změny v reléové ochraně a automatizaci
více objektů.
Provozním řízením energetických zařízení, která hrají ve sdružení nebo v UES mimořádně významnou roli, může být výjimečně pověřen nikoli dispečer elektrizační soustavy, ale dispečer ODU nebo CDU UES.
V provozní působnosti služebního dispečera ODU jsou
celkový provozní výkon a výkonová rezerva energetických systémů, elektráren a velkokapacitních bloků, mezisystémových komunikací a objektů hlavních sítí, které ovlivňují režim IPS. V provozu
řízení dispečera ODU je přeneseno na zařízení, provoz s
které vyžadují koordinaci akcí dispečerů ve službě
energetické systémy.
Službukonající dispečer CDU UES, vrchní provozní vedoucí UES, má na starosti celkovou provozní kapacitu a výkonovou rezervu UES, elektrické spoje mezi asociacemi a také nejdůležitější spoje v rámci UES a zařízení. , jehož režim rozhodujícím způsobem ovlivňuje režim UES.
V operativním řízení dispečera CDU UES jsou hlavní vazby mezi IPS a některými objekty celosystémového významu.
Princip provozní podřízenosti se vztahuje nejen na hlavní zařízení a aparáty, ale i na reléovou ochranu příslušných objektů, lineární a havarijní automatizaci, prostředky a systémy pro automatické řízení normálního režimu, jakož i dispečerské a technologické řídicí nástroje. používá provozní personál.
Služební dispečeři AO-energos, ODU a CDU UES jsou vrcholoví provozní manažeři energetické soustavy, svazu a UES jako celku. Zařízení, které je pod provozní kontrolou nebo kontrolou dispečera příslušného spoje, nelze bez povolení nebo pokynů dispečera vyřadit z provozu nebo v záloze a také uvést do provozu. Příkazy správního řízení energetických zařízení a energetických soustav k záležitostem v působnosti dispečerů mohou provozní pracovníci provádět pouze se svolením provozního
vyšší důstojník ve službě.
Nejvyšší úroveň (CDU UES) zajišťuje nepřetržité provozní řízení paralelního provozu UES a plynulou regulaci režimu UES. Střední článek (MDL) vede kombinovaný režim a řídí paralelní provoz energetických systémů. Dispečink elektrizační soustavy řídí režim elektrizační soustavy a zajišťuje koordinovaný provoz všech jejích energetických zařízení.
Při provozu EPS jako součásti IPS je plně zachována odpovědnost energetických systémů za využití výkonu elektráren, zajištění maximálního dostupného výkonu a rozšiřování rozsahu regulace. Dostupný výkon a možnosti nastavení jsou zároveň určeny podmínkami pro pokrytí zátěže IPS s přihlédnutím k propustnosti mezisystémové komunikace.
Hlavní odpovědnost za udržení normální frekvence má vrchní provozní manažer UES - dispečer dálkového ovládání UES. Dispečeři ODS a elektrizačních soustav zajišťují udržování harmonogramů toků energie mezi UES a elektrizačními soustavami stanovených CDU UES a ODS, implementaci pokynů pro změnu toků za účelem udržení
normální frekvence při změně vyvážení výkonu. Odpovědnost za udržování kmitočtu mají také dispečeři ODR a energetických systémů z hlediska zajištění dané točivé výkonové rezervy a v případě automatického řízení frekvence a činného výkonu z hlediska využití automatických systémů a zařízení zapojených do automatickou regulaci a pro udržení požadovaného regulačního rozsahu na elektrárnách.
Řízení režimu hlavních elektrických sítí napětím se provádí koordinovanými akcemi personálu příslušných stupňů dispečerského řízení. Dispečeři
CDU UES a ODU udržují napěťové úrovně v odpovídajících bodech hlavní elektrické sítě, určené pokyny.
V případě dočasného nedostatku energie nebo elektřiny v UES, trvání zátěže nebo omezení spotřeby energie
zřízeno CDU UES a dohodnuto s vedením RAO „UES Ruska“; příkazy uvalit omezení CDU dispečer
Dává ODE řadičům a druhé napájení řadičům systému.
Nejvyšší stupeň operačního řízení (CDU UES) vypracovává a schvaluje základní pokyny pro udržování režimu a operačního řízení, které jsou závazné pro provozní personál ODU a zařízení přímo podřízená CDU. Územní ODU pro svá sdružení vypracovávají pokyny, které jsou v souladu s obecná ustanovení instrukce
CDU a zaměstnanci zase slouží jako základ pro vývoj místních instrukcí CDS, které berou v úvahu zvláštnosti struktury a režimu energetických systémů.

Podle federálního zákona „O elektrickém energetickém průmyslu“ je JSC FGC UES odpovědná za technologické řízení Unified National Electric Grid (UNEG). Zároveň vyvstaly otázky ohledně jasného vymezení funkčnosti mezi JSC SO UES, která provádí jednotné dispečerské řízení elektroenergetických zařízení, a distribučními společnostmi. To vedlo k potřebě vytvořit efektivní strukturu pro provozní a technologické řízení objektů JSC FGC UES, mezi jejichž úkoly patří mimo jiné:
zajištění spolehlivého fungování zařízení UNEG a plnění technologických režimů provozu elektrických přenosových vedení, zařízení a zařízení zařízení UNEG stanovených JSC SO UES;
zajištění řádné kvality a bezpečnosti práce při provozu zařízení UNEG;
vytvoření jednotného systému pro školení provozního personálu pro výkon funkcí OTU;
zajištění technologického vybavení a připravenosti operačního personálu k plnění dispečerských příkazů (rozkazů) SO a příkazů (potvrzení) operačního personálu Ústředního řídícího střediska FGC UES;
zajištění snížení počtu technologických porušení souvisejících s chybným jednáním provozního personálu;
ve spolupráci a po dohodě se SO UES as podílet se na rozvoji a realizaci rozvojových programů UNEG za účelem zvýšení spolehlivosti přenosu elektrické energie, pozorovatelnosti a řiditelnosti sítě a zajištění kvality elektrické energie;
plánování činností pro opravy, uvádění do provozu, modernizaci / rekonstrukci a údržbu elektrických přenosových vedení, zařízení a přístrojů energetické sítě na nadcházející období;
vývoj v souladu s požadavky JSC "SO UES", koordinace a schvalování předepsaným způsobem harmonogramů havarijního omezení režimu spotřeby el. společnosti JSC "SO UPS";
plnění úkolů SO UES as při připojování zařízení elektrické sítě FGC a odběrných zařízení odběratelů elektrické energie za působení havarijní automatiky.

Pro plnění stanovených úkolů JSC FGC UES vypracovala a schválila koncepci provozního a technologického řízení zařízení UNEG. V souladu s touto koncepcí se vytváří čtyřstupňová organizační struktura (s třístupňovým systémem kontroly): výkonná kancelář, vedoucí NKS MES, NCC PMES a provozní personál rozvodny.

Mezi jednotlivé úrovně organizační struktury jsou rozděleny následující funkce:
IA FSK - informační a analytické;
vedoucí NCC MES - informačně-analytické a neprovozní;
NCC PMES - mimo provoz a provozu;
personál rozvodny - operační sály.

Mezi neprovozní funkce přitom patří úkoly, jako je sledování a sledování stavu sítě. Převzetí provozních funkcí souvisejících s vydáváním příkazů pro výrobu spínání řídicími centry sítě vyžaduje vysoce kvalifikovaný provozní personál a také odpovídající technické vybavení NCC.

Za účelem zvýšení účinnosti a spolehlivosti přenosu a distribuce elektřiny a elektřiny automatizací procesů provozního a technologického řízení na základě moderních informačních technologií jsou gridová řídicí centra JSC FGC UES vybavena softwarovými a hardwarovými komplexy (STC), které umožňují automatizaci takových procesů, jako je zařízení pro monitorování režimů, výroba spínání v přísném souladu se schváleným programem a další. Díky automatizaci OTU se tak výrazně zvyšuje spolehlivost provozu elektrických sítí, snižuje se nehodovost díky eliminaci chyb provozního personálu a minimalizuje se počet potřebného provozního personálu.

Je třeba poznamenat, že technická politika JSC FGC UES pro novou výstavbu a rekonstrukci stanoví:
zajištění energetické bezpečnosti a udržitelného rozvoje Ruska;
zajištění požadovaných ukazatelů spolehlivosti poskytovaných služeb pro přenos elektřiny;
zajištění volného fungování trhu s elektřinou;
zlepšení účinnosti fungování a rozvoje OSN;
zajištění bezpečnosti výrobního personálu;
snížení dopadu UNEG na životní prostředí;
spolu s využitím nových typů zařízení a řídicích systémů zajišťujících přípravu PS k provozu bez stálého personálu údržby.

V současné době schémata prim elektrické spoje provozní rozvodny jsou zaměřeny na zařízení vyžadující častou údržbu, proto zajišťují redundantní poměry počtu spínacích zařízení a přípojek podle moderních kritérií. To je důvodem značného počtu závažných technologických porušení zaviněním provozního personálu.

Nyní automatizace technologických postupů dokončeno na 79 PS UNEG, dalších 42 PS je v realizaci. Hlavní schéma organizace provozu je proto zaměřeno především na nepřetržitou přítomnost servisního (provozního) personálu na nich, kontrolu stavu zařízení a provádění provozního spínání.

Provozní údržba rozvodny UNEG zahrnuje:
monitorování stavu UNEG - kontrola stavu zařízení, analýza provozní situace na zařízeních UNEG;
organizace operačních akcí k lokalizaci technologických porušení a obnovení režimů UNEG;
organizace provozní údržby rozvoden, výroba provozního spínání, režimová a obvodová podpora pro bezpečnou výrobu opravných a údržbářských prací v elektrických sítích souvisejících s UNEG;
výkon provozních funkcí pro výrobu spínání v UNEG provozním personálem.

Plánování a organizace:
provádět plánování oprav v souladu s harmonogramy plánovaných preventivních oprav se stanovením rozsahu prací na základě posouzení technického stavu s využitím moderních metod a diagnostických nástrojů vč. bez vyřazovacího zařízení;
provedení komplexního průzkumu a technického vyšetření zařízení, které dosáhlo standardní životnosti za účelem prodloužení životnosti;
vypracování návrhů na modernizaci, výměnu zařízení, zlepšení konstrukčních řešení;
optimalizace financování provozu, údržby a oprav stanovením objemu opravárenské práce na základě skutečného stavu;
snížení nákladů a ztrát;
zlepšení organizačních struktur řízení a služeb;
organizace odborného vzdělávání, rekvalifikace a dalšího vzdělávání v souladu s normou SOPP-1-2005;
analýza parametrů a ukazatelů technického stavu zařízení, budov a staveb před a po opravě na základě výsledků diagnostiky;
optimalizace nouzové rezervy zařízení a prvků venkovních vedení;
řešení technických problémů při provozu a výstavbě se vydává formou informačních dopisů, provozních pokynů, oběžníků, technických řešení se stavem povinného provedení, příkazů, pokynů, rozhodnutí schůzí a jiných rozhodnutí vedení.

Sledování a řízení spolehlivosti UNEG:
organizace kontroly a analýzy nehod zařízení;
posouzení a kontrola spolehlivosti napájení;
vytvoření vhodné informační základny.


VYTVÁŘENÍ PLNĚ AUTOMATIZOVANÝCH STANIC
BEZ SERVISNÍHO PERSONÁLU.
DIGITÁLNÍ STANICE

Aby se vyloučila závislost bezproblémového provozu gridové společnosti na kvalifikaci, školení a koncentraci pozornosti provozního a reléového personálu, je vhodné rozšířit automatizaci technologických procesů, která probíhá již delší dobu - reléové ochrany, technologická automatizace (AR, AVR, OLTC, AOT atd.), nouzové ovládání - na výrobu provozních spínačů. K tomu je potřeba především výrazně zvýšit pozorovatelnost technických parametrů, zajistit ovládání, ověřování polohy, efektivní provozní blokování spínacích zařízení a automatizaci regulačních akcí. Používaná energetická zařízení musí být přizpůsobena nejnovějším řídicím, ochranným a monitorovacím systémům.

Při zavádění mikroprocesorových zařízení by měla být dána přednost zařízením navrženým pro práci jako součást automatizovaných systémů. Samostatná zařízení by měla být používána pouze v případě, že neexistují žádné systémové analogy. V tomto ohledu by zařízení JSC FGC UES měla centrálně vyloučit možnost použití mikroprocesorových zařízení s uzavřenými výměnnými protokoly, zařízení nepodporujících provoz v běžném časovém standardu.

Architektura a funkčnost automatizovaného systému řízení procesu rozvodny (APCS rozvodny) jako integrátoru všech funkčních systémů rozvodny je dána úrovní vývoje technologie určené ke sběru a zpracování informací o rozvodně k vydání řízení rozhodnutí a jednání. Od počátku vývoje projektů v tuzemské energetice pro systémy automatického řízení procesů pro rozvodny došlo k výraznému rozvoji hardwaru a softwaru pro řídicí systémy pro použití v elektrických rozvodnách. Objevily se vysokonapěťové digitální měřicí transformátory proudu a napětí; vyvíjí se primární a sekundární zařízení energetické sítě s vestavěnými komunikačními porty; mezinárodní standard IEC 61850, která upravuje prezentaci dat na rozvodně jako objektu automatizace, dále protokoly pro digitální výměnu dat mezi mikroprocesorovými inteligentními elektronickými zařízeními rozvodny, včetně monitorovacích a řídicích zařízení, reléové ochrany a automatizace (RPA), nouzové automatizace (PA), telemechanika, elektroměry, energetická zařízení, měřicí transformátory proudu a napětí, spínací zařízení atd.

To vše vytváří předpoklady pro vybudování rozvodny nové generace - digitální rozvodny (DSS).

Tento termín označuje PS využívající integrované digitální měřicí systémy, reléové ochrany, řízení vysokonapěťových zařízení, optické proudové a napěťové transformátory a digitální řídicí obvody zabudované do spínacích zařízení, pracující na jediném standardním protokolu výměny informací - IEC 61850.

Zavedení technologií DSP poskytuje výhody oproti tradičním PS ve všech fázích implementace a provozu zařízení.

Fáze "Design":
zjednodušení návrhu kabelových spojů a systémů;
přenos dat bez zkreslení na prakticky neomezené vzdálenosti;
snížení počtu kusů zařízení;
neomezený počet příjemců dat. Distribuce informací se provádí pomocí sítí Ethernet, což umožňuje přenášet data z jednoho zdroje do libovolného zařízení v rozvodně nebo mimo ni;
zkrácení času na propojení jednotlivých subsystémů díky vysokému stupni standardizace;
snížení pracnosti metrologických úseků projektů;

jednota měření. Měření se provádějí jediným vysoce přesným měřicím přístrojem. Příjemci dimenze obdrží stejná data ze stejného zdroje. Všechna měřicí zařízení jsou zahrnuta v jediném systému synchronizace hodin;
schopnost vytvářet standardní řešení pro objekty různých topologických konfigurací a délek;
možnost předběžného modelování systému jako celku k určení „úzkých míst“ a nesrovnalostí v různých režimech provozu;
snížení složitosti redesignu v případě změn a doplňků projektu.

Fáze "Stavební a montážní práce":
snížení pracných a netechnologických typů instalačních a zprovozňovacích prací souvisejících s pokládkou a testováním sekundárních okruhů;
důkladnější a komplexnější testování systému díky širokým možnostem vytváření různých scénářů chování a jejich modelování v digitální podobě;
snížení nákladů na neproduktivní pohyb personálu díky možnosti centralizované konfigurace a kontroly pracovních parametrů;
snížení nákladů na kabelový systém. Digitální sekundární obvody umožňují multiplexování signálů, což zahrnuje obousměrný přenos velkého počtu signálů z různých zařízení jedním kabelem. K rozvaděčům stačí položit jeden páteřní optický kabel místo desítek či dokonce stovek analogových měděných obvodů.

Fáze "Operace":
komplexní diagnostický systém, zahrnující nejen inteligentní zařízení, ale i pasivní měřicí převodníky a jejich sekundární obvody, umožňuje rychle určit místo a příčinu poruch, stejně jako identifikovat předporuchové stavy;
kontrola integrity linky. Digitální linka je neustále monitorována, i když po ní nejsou přenášeny žádné významné informace;
ochrana proti elektromagnetickému rušení. Použití optických kabelů poskytuje úplnou ochranu proti elektromagnetickému rušení v kanálech přenosu dat;
snadnost údržby a provozu. Přepínání digitálních obvodů je mnohem jednodušší než přepínání analogových obvodů;
zkrácení doby opravy díky široké nabídce na trhu zařízení od různých výrobců, které jsou vzájemně kompatibilní (princip interoperability);
přechod na eventový způsob údržby zařízení z důvodu absolutní sledovatelnosti technologických procesů umožňuje snížit provozní náklady;
podpora návrhových (výpočtových) parametrů a charakteristik za provozu vyžaduje nižší náklady;
vývoj a zdokonalování automatizačního systému vyžaduje nižší náklady (neomezené v počtu příjemců informací) než u tradičních přístupů.

JSC FGC UES přijala NCC Kuzbass a Prioksky jako pilotní zařízení pro vytvoření centrálního řídicího centra s provozními funkcemi.

Kuzbass NCC se stalo prvním gridovým řídicím centrem implementovaným v rámci programu JSC FGC UES na vytvoření NCC s provozními funkcemi. V rámci vytvoření inovativního NCC pro zajištění nepřetržitého provozního a technologického řízení a dispečinku je centrum vybaveno moderními softwarovými a hardwarovými systémy, je instalována videostěna pro zobrazení síťového schématu, instalován software umožňující plnohodnotné zobrazení o stavu energetického zařízení vybraného dispečerem on-line, získávat informace o odstávkách vzniklých opravou a preventivními opatřeními až po jména montérů pracujících na zařízení. Zařízení navíc umožňuje dispečerům NCC v případě nouze zachytit ovládání vzdálených objektů a v případě nouze např. nejkratší dobu učinit rozhodnutí o zkrácení doby pro obnovení normálního provozu zařízení.

Prioksky TsUS byl také vytvořen pomocí nejnovější technologie. Mezi zde použitá zařízení patří videostěna pro zobrazování informací, sestávající z padesátipalcových projekčních modulů a redundantního vysoce výkonného video kontroléru, provozní informační komplex pro sledování režimů elektrické sítě a stavu spínacích zařízení rozvoden, což umožňuje provoznímu personálu NCC sledovat provoz zařízení a řídit jej v reálném čase, nejnovější systém satelitní komunikace, nepřerušitelné napájení a automatické hasicí systémy.

Vladimir Pelymsky, zástupce hlavního inženýra - vedoucí situačního analytického centra JSC FGC UES, Vladimir Voronin, vedoucí, Dmitrij Kravets, vedoucí oddělení, Magomed Gadzhiev, hlavní expert služby elektrického režimu JSC FGC UES

Jurij MORŽIN, Zástupce výkonný ředitel- ředitel pobočky OJSC "STC elektroenergetiky" - VNIIE;

Yuri SHAKARYAN, zástupce generálního ředitele - vědecký školitel Vědeckotechnického centra OAO pro elektroenergetiku, vědecký školitel VNIIE;

Valery VOROTNITSKY, zástupce ředitele pobočky JSC "STC of Electric Power Industry" - VNIIE pro vědeckou práci;

Nikolaj NOVIKOV, zástupce vědeckého ředitele JSC "STC of Electric Power Industry"

Když mluvíme o spolehlivosti, kvalitě a šetrnosti k životnímu prostředí napájecích zdrojů, musíme mít především na paměti vývoj a vývoj zásadně nových - inovativních technologií pro výpočet, analýzu, predikci, standardizaci a snižování ztrát energie v elektrických sítích, operativní dispečerské řízení jejich režimů. Nabízíme materiál poskytnutý Vědecko-výzkumným ústavem elektroenergetiky (VNIIE), pobočkou JSC "Vědecké a technické centrum elektroenergetiky", který vypráví o nejvýznamnějších dosavadních vývoji ústavu v této oblasti.

Zlepšení prostředků a systémů pro výpočet sníženíztráty elektřiny

Nové přístupy k systému řízení energetiky, k tvorbě tarifů za služby přenosu elektřiny, k systému regulace a řízení úrovně ztrát elektřiny vyžadují odpovídající rozvoj metod jejich výpočtu. Tento vývoj se dnes ubírá několika směry.

Přesnost výpočty technických ztrát (RTP) očekává se zvýšení elektřiny prostřednictvím úplnějšího využití provozních informací o spínacím stavu elektrické sítě (obr. 1), fyzikálních parametrech jejích prvků, režimových údajích o zátěžích, napěťových úrovních atd.

Je nutné přejít od deterministických výpočtů úrovně ztrát elektřiny k pravděpodobnostním odhadům s danou přesností a intervaly spolehlivosti, s následným hodnocením rizik při rozhodování o investování peněz do snižování ztrát.

Dalším vektorem vývoje je použití zásadně nových inteligentních modelů pro zohlednění mnoha nejistých faktorů, které ovlivňují velikost skutečných a technických ztrát elektřiny, a pro předpovídání ztrát. Jeden z těchto modelů je založen na využití umělých neuronových sítí, které jsou ve skutečnosti jednou z aktivně se rozvíjejících oblastí technologií umělé inteligence.

Vývoj automatizovaných informačních a měřicích systémů pro komerční měření elektřiny (AIIS KUE), automatizovaných systémů řízení procesů (APCS) pro elektrické sítě, grafických a geografických informačních systémů (GIS) vytváří skutečné příležitosti pro zlepšení softwaru pro výpočty, analýzu a standardizaci elektřiny. ztráty (RP software) . V současné době existuje naléhavá potřeba integrovat softwarové a hardwarové komplexy (STC) a v nich obsažené databáze softwaru AIIS KUE, ASTU, GIS a RP s cílem zlepšit přesnost, transparentnost a platnost výpočtů režimů elektrické sítě, bilance a ztráty el. Část této integrace již proběhla. Jeho další rozvoj by měl být založen na nových přístupech ke standardizaci výměny informací mezi různými hardwarovými a softwarovými komplexy na jedné informační platformě, včetně využití tzv. SIM modelů.

Jak ukazuje praxe, tradiční metody a prostředky snižování ztrát elektřiny nemohou zajistit udržení úrovně ztrát na technicky a ekonomicky oprávněné úrovni. Přiblížit se k této úrovni je stále dražší a vyžaduje více úsilí. Pro přenos a distribuci elektřiny je nutné využívat zásadně nová zařízení a technologie. Především je to:

  • Moderní staticky nastavitelná podélná a příčná kompenzační zařízení reaktivní síla.
  • Zařízení založená na použití vysokoteplotní supravodivosti (HTSC).
  • Využití „chytrých“ technologií v elektrických sítích (ChytrýMřížka technologie). To umožňuje tím, že elektrické sítě jsou vybaveny prostředky pro řízení systému a řízení zátěže v tempu procesu, nejen provádět provozní monitorování spotřeby energie a elektřiny spotřebitelů, ale také řídit tuto energii a elektřinu tak, aby byla co nejefektivněji využívat kapacitu elektrické sítě v daném okamžiku. Díky takovému řízení je také zajištěna optimální úroveň ztrát elektřiny v sítích s přijatelnými hodnotami ukazatelů kvality elektřiny.

Podle Americké rady pro energeticky efektivní ekonomiku (ACEEE) bude do roku 2023 používání technologií Smart Grid v kombinaci s dalšími opatřeními efektivní využití energetické zdroje uspoří až 30 % plánovaných nákladů na energie. To znamená, že každou třetí kilowatthodinu lze získat nikoli rozšiřováním výrobních kapacit, ale distribucí stávajících energetických zdrojů pomocí nových informačních technologií.

Výše skutečných ztrát elektřiny v elektrických sítích, za které musí organizace elektrických sítí v současné době platit, do značné míry závisí na přesnosti měření elektřiny dodávané do elektrické sítě a expedované z elektrické sítě.

Praxe zavádění moderních AIIS KUE ukazuje, že tyto poměrně drahé a prostorově distribuované systémy měření informací mohou během provozu selhat, ztratit přesnost měření, zanést náhodné významné poruchy ve výsledcích měření atd. To vše vyžaduje vývoj a implementaci metod posuzujících spolehlivost měření, identifikace a lokalizace nerovnováhy ve výkonu a elektřině, zavádění zásadně nových měřicích přístrojů, vč. optický přístrojové transformátory proudu a napětí.

Na obrázku: snímky obrazovky programu RTP 3.

Interaktivní simulace výpočtů práce energetických soustav

Dynamický model EPS v reálném čase. Poskytuje možnost modelování EES velkých rozměrů ve zrychleném, zpožděném a reálném čase. Model se používá pro: stavbu simulátorů-poradců dispečera pro režimové řízení, analýzu ustálených a přechodných režimů, analýzu havárií, modelování primárních a sekundárních řídicích systémů a havarijní automatiky (PA). Model EPS zohledňuje elektromechanické a dlouhodobé přechodové procesy, systémy řízení frekvence a činného výkonu (AFCM). Provádí se výpočet technických ztrát elektřiny a výkonu (včetně podle napěťových tříd a regionů) a dalších parametrů režimu. Poprvé v Rusku je model této třídy použit pro stavbu komplexních simulátorů-poradců spolu s topologickou analýzou kompletního spínacího obvodu silového propojení.

Model využívá poměrně přesné algoritmy pro modelování přechodných procesů v režimu "frekvence - činný výkon" (regulátory otáček, přihřívání páry, automatika kotle atd.). Regulátory napětí se vyrábějí podle dvou možných schémat: zjednodušené (jako regulovaný zdroj jalového výkonu, který udržuje hodnotu napětí na dané úrovni) a zdokonalené (jako řídicí systém pro EMF synchronního stroje se schopností řídit napětí, frekvence a jejich derivace).

Model poskytuje sledování aktuálního režimu energetických zařízení na základě informací úlohy odhadu stavu (OS) a dat OIC. Výpočtové schéma získané z problému OS je rozšířeno (přibližně 2krát) pomocí použití normativních odkazů a apriorních informací, jakož i spolehlivých TI a TS v OIC.

V modelu je provedena topologická analýza kompletního spínacího obvodu a jeho informační interakce s režimovým (výpočtovým) obvodem energetických zařízení. To zajišťuje ovládání režimu modelu zapínáním / vypínáním spínacích zařízení, tedy způsobem obvyklým pro obsluhující personál.

Model je řízen interaktivně uživatelem, řídicími systémy a PA a scénáři vývoje havárií. Důležitou funkcí modelu je kontrola narušení a existence aktuálního režimu podle kritéria N-1. Sady možností ovládání lze nastavit podle kritéria N-1, určené pro různé režimy řízeného silového propojení. Program umožňuje porovnat režim návrhu v modelu EPS s daty OIC a identifikovat chybná a chybějící data režimu.

Zpočátku byl model používán pro stavbu simulátorů režimu v reálném čase a později byly jeho funkce rozšířeny o analýzu nehod, testovací algoritmy pro identifikaci energetických systémů jako řídicích objektů a další úkoly. Model slouží pro režimové studium aplikací uvádění zařízení do opravy, modelování systémů ARCHM, informační podporu pro provozní personál EPS a energetických svazů a jako poradce dispečera pro režim údržby. Na modelu byly provedeny studie šíření frekvenční a napěťové vlny v reálných obvodech velkých rozměrů při velkých poruchách a také na obvodech řetězové a kruhové struktury. Byla vyvinuta technika pro použití dat WAMS k ověření aktuálního režimu pomocí dat OS a OIC.

Rozdíl tohoto vývoje od ostatních je v možnosti modelování dynamiky velkých energetických zařízení v reálném čase, cyklickém sledování režimu podle dat OIC a úkolu OS, rozšíření návrhového schématu o 70-80 % o s přihlédnutím ke sběrnicím rozvoden, energetických bloků, reaktorů atd. .

K dnešnímu dni byl dynamický model EPS v reálném čase implementován v SO UES, FGC UES, ODU Center, OJSC Bashkirenergo.

Komplexní KASKAD-NT pro zobrazování provozních

informace o individuálních a kolektivních prostředcích

(dispečink a videostěny)

Komplex je prostředkem pro vytváření a zobrazování různých obrazovkových forem (diagramy, mapy, tabulky, grafy, přístroje atd.) na individuálních (displeji) i hromadných prostředcích. Navrženo pro zobrazování informací OIC a dalších softwarových systémů v reálném čase na individuálních (displeji) i kolektivních (mozaikové ovládací desky a videostěny) zařízení.

Systém pro zobrazování provozních informací na videostěnách je implementován v SO UES, ODU Center a OAO Bashkirenergo. V SO UES na videostěně 4 x 3 kostky je implementováno zobrazení zobecněných informací v grafické a tabulkové podobě a také zobrazení schématu UES na finském mozaikovém štítu. V ODU střediska na videostěně prostřednictvím komplexu KASKAD-NT jsou zobrazovány informace systému podpory personálu dispečinku ve formě provozního schématu, schémat na pozadí mapy území a podrobných schémat. rozvoden.

Pro JSC "Bashkirenergo" je v současnosti komplex využíván v tělocvičně při zobrazování 3 x 2 kostek konstrukčních a spínacích obvodů na videostěně a zobecněných informací v tabulkové formě. Na malém blokovém schématu je možnost zveřejnění 5 hlavních rozvoden JSC "Bashkirenergo". Na videostěně 8 x 4 kostek velínu s velkým strukturálním schématem je možné odhalit 62 rozvoden a zpracovávat data zakázky. Na velké videostěně je možné provést topologickou analýzu a zobrazit kompletní spínací schéma silového propojení.

Systém KASKAD-NT je otevřený pro integraci s jinými komplexy a je postaven jako sada konstruktérů používaných k sestavení zobrazovacích systémů jak vývojáři, tak uživateli. Tato funkce poskytuje možnost podporovat a rozvíjet funkčnost zobrazovacího systému přímo uživateli a pracovníky údržby bez zapojení vývojářů.

aktiva energetické sítě

V roce 2008 dokončili specialisté VNIIE velký projekt - Program rekonstrukce a rozvoje systému automatizovaného řízení procesů (APCS) OAO MOESK. Potřeba realizace tohoto projektu byla způsobena morálním a fyzickým znehodnocením materiálové základny řídicího systému (ze známých důvodů celostátního charakteru), s přihlédnutím k výrazné změně požadavků na dispečerské řízení při práci na trhu podmínek, jakož i s přihlédnutím ke strukturální reorganizaci společnosti. Vývoj směřuje k řešení úkolu stanoveného v MOESK vybudování kvalitní vertikály operativního dispečerského řízení s využitím nejmodernějších metod organizace a technického zabezpečení procesu řízení.

Program byl vyvinut společně s OAO Enera a aktivní účast specialisté MOESK. Práce obsahuje části o analýze současného stavu APCS, o vývoji základních technických požadavků na perspektivní APCS, jeho prvky a subsystémy a také návrhy technických řešení. Včetně možností rekonstrukce a rozvoje systému na technických prostředcích předních tuzemských i zahraničních výrobců řídicí techniky.

Při vývoji jsou hlavní ustanovení stávající vědecké a technické dokumentace v oblasti automatizace síťového komplexu, která zajišťují rozvoj centralizovaného technologického řízení elektrických sítí, vytváření automatizovaných rozvoden založených na jediném komplexu moderních technických prostředků , s integrací měřicích systémů, ochrany, automatizace a řízení zařízení objektů, byly zohledněny a specifikovány pro podmínky společnosti elektrické sítě.

Vzhledem k velkému počtu PS a morálnímu a fyzickému opotřebení velké části telemechaniky se počítá s fázovou automatizací PS, jejíž první etapou je přestavba PS v souladu s rekonstrukcí a rozvojem komunikačního systému. , tedy vytvoření základu moderního SSPI, a druhá etapa - pro část PS - vytvoření plnohodnotného APCS.

Program zajišťuje aktualizaci hardwarového a softwarového komplexu dispečinků na základě moderního systému řízení energetické sítě přijatého MOESK (ENMAC GE), který automatizuje operace řízení a dispečerského řízení, jakož i řízení provozu sítě při údržbě zařízení a interakci s elektřinou. spotřebitelů.

Vývoj komunikačního systému je zaměřen na úplný přechod na technologie digitálního přenosu dat širokým využitím, spolu se stávajícími vysokofrekvenčními komunikacemi, technologie optických vláken a bezdrátové komunikace.

Důležité místo je věnováno vytvoření integrační platformy (IP), která podporuje jeden IEC informační model (SIM-model) a umožňuje připojit různé aplikace na společnou informační sběrnici pomocí technologie WEB-Service. Společně s OAO "ETsN" a LLC "MODUS" byla vyvinuta a uvedena do zkušebního provozu první verze grafického instrumentálního systému pro tvorbu IP v RGC "Kubanenergo", ke kterému je OIC KOTMI připojeno.

Dodáváme, že VNIIE vyvinula následující expertní systémy pro použití v provozu kontrola expedice: poradenské systémy pro roční plánování oprav síťových zařízení; systémoví poradci pro režimové studie požadavků na provozní opravy; systémy pro analýzu topologie v elektrické síti s analýzou havarijních situací; Simulační systémy pro provozní přepínání; přístrojový expertní systém MIMIR pro energetické aplikace; expertní systém ESORZ pro zpracování provozních aplikací (aplikace s SO-CDU, ODU Střediska, ODU Střední Volha); systém pro analýzu topologie energetické sítě ANTOP (aplikace v ODU Ural); školicí systém KORVIN pro provozní spínání (aplikace v regionálních energetických soustavách).

V současné době je vyvíjen systém ročního plánování oprav zařízení elektrické sítě (pro SO-CDU).

Celý komplex prací JSC "STC elektroenergetiky" na nových informačních technologiích doplňují aktuální technologické úkoly, z nichž některé budou dokončeny v blízké budoucnosti a o kterých, jak doufáme, budeme vyprávět na stránkách časopisu.